长湖水电厂机组状态检修工作汇报

长湖水电厂机组状态检修工作汇报（精选7篇）

篇1：长湖水电厂机组状态检修工作汇报

机组状态检修工作汇报

--------长湖发电公司

长湖发电公司共装有两台水轮发电机组，一号机于1973年3月28日并网发电，一号机于1974年4月28日投入系统并网运行，机组投运时，装机是2*36MW。2003年对2号发电机进行增容改造，增容后发电机额定功率为40MW，最大功率为45MW，目前总装机为76MW。下面简单回顾我公司在开展发电机状态检修工作中的主要工作情况。

一、检修制度的建立、发展、完善和优化

制度的建立和完善是开展状态检修的基础，因此，首先是完善设备台帐的管理制度、检修制度、设备的预防性试验制度和档案管理制度，特别是经过企业“双达标”和申报“AA”先进企业以来，我们的基础管理更加完善，修改了设备检修规程、预防性试验规程、设备台帐，并认真做好设备的检修前后记录，认真编写检修报告，做到凡事有据可查、凡事有据可依，做到心中有数。

二、检修的内容、范围、计划、方式方法、实施效果

设备的检修工作是根据设备的运行状况、设备的健康状态而实施的。设备检修之前，由部门主管领导召集班长及专责以上的管理人员召开机组检修准备工作会议，各班班长及各级管理人员首先汇报机组运行中存在的问题、检修的内容、改造范围等，同时还根据机组存在的实际问题，召集相关的专业人员召开分析会，充分收集机组运行中的各种运行参数、试验数据等，通过综合分析确定机组的检修计划、检修范围、检修时间等。如：

1.2003年2号发电机增容改造是通过机组的健康状态和可行性论证而确定的。改造前因通风改造设计不周，发电机定子线棒受透平油的浸入腐蚀，油长期和空气接触，含有少量水份和杂质，绝缘材料受到浸蚀后，逐年老化，绝缘强度逐年下降，2001年9月15日由于发电机定子绝缘击穿导致单相接地和相间短路，造成铁芯严重烧损，利用机组抢修机会，对铁芯进行温升试验，在1T时最高温升为28.5K,最大温差为23.1K，结果均超过标准要求（铁芯试验标准为：1T时最高温升为25K,最大温差为15K）。2001年11月20日，对发电机进行直流耐压试验时，考虑到该发电机运行已经28年，绝缘已经老化，就降低了试验标准，仅做了2.0倍的直流耐压试验，但是线棒端部还是发生了放电，主绝缘被击穿。通过以上试验综合分析，说明发电机绝缘老化较严重，若不进行改造，机组运行中随时会有发生事故的可能。2003年1月我们结合机组大修的机会，对发电机进行了增容改造，更换了定子铁芯、线棒和转子线圈。经过改造后，机组至今运行稳定正常。

2.结合二号机组状态检修经验，2004年11月1号机组大修时，考虑发电机已经投运30年，利用本次大修机会，对其定子绕组绝缘老化情况进行鉴定试验，分别进行绝缘电阻和吸收比测量、直流耐压试验和泄漏电流测量、交流耐压试验、交流第二电流增加率∆I（％）测量、定子绕组介质损耗试验、定子绕组局部放电试验，结论认为，1号发电机三相定子绕组绝缘未发现异常，说明三相定子绕组尚未出现老化情况。1号发电机投运已运行32年，至今未发生过一起因发电机绝缘造成的事故，这是与我们做好设备定期预防性试验，设备绝缘监督和机组检修工作分不开的。下一步我公司计划对其发电机也进行增容改造。

三、检修管理平台的设置及其功能

建立设备检修制度、检修文件包和MIS系统的信息管理，做好设备的维修计划、设备改造计划，严格执行设备的检修监督管理制度，经常深入检修现场与检修队伍一起做好设备的试验，及时分析测试数据，做好阶段性隐蔽项目和设备按照的三级验收。

1.组织机构

副总经理生安部经理副总工程师生安部副经理电气专责机械专责电气班机械班

2.工作程序

工作程序确定过程收集设备的信息过程过程策划过程控制维修过程的管理质量验收

四、检修的备品备件计划和采购经验

检修备品备件主要是根据的元件生产周期，元件的重要性，材料的易损、易耗，同时为了减少库存降低生产成本，有计划、有针对性的做好备品备件计划和采购，如：定子线棒、转子线圈是按一台发电机的5～10%作为必备品，定子线棒槽楔和环氧半导体垫条一台发电机的50％材料作为备件。

五、检修的监测、诊断、分析研究的仪器、设备和系统等技术的应用经验、措施和方案

目前机组的运行状态监测主要有计算机监控系统、应用振动摆度监测、发 电机定子线圈温度监测、定子冷风器进风和出风温度监测、上导瓦温监测、水车轴承温度监测和推力轴承温度监测、润滑油油位监测等，另外还对机组 润滑油定期取样送检，并严格按出厂设计值设定报警值，对设备在运行中因 越高限报警的我们决不掉以轻心，及时检查分析是外部原因还是设备问题 逐一排查。

2006年6月中旬，一号机组运行时推力瓦运行温度有一点达到60度越高限报警。其它各测点也将达到报警值。针对计算机监控系统温度测量装置发出#1机组推力瓦某点温度报警现象，我们马上召集有关人员进行专题分析会议。指定生安部有关领导亲自跟踪落实，分析机组推力瓦温度过高的各种原因。经过讨论分析认为主要有下面一些原因：1.新换的推力瓦运行半年后质量可能有问题（05年11月份更换的新瓦）；2.推力轴承油中有异物伤瓦；3.推力轴承油量和油质检查；4.推力冷油管路堵塞；5.推力轴承处部件松动（如垫片、锁片等）；6.推力轴承温度计、电气屏蔽装置有异常；7.机组振动摆度变大。根据以上原因分析，我们制定了检查整改方案和防范措施，把每项检查处理工作落实到具体负责人。同时马上组织维修人员在条件允许下逐项进行检查，没有发现异常问题。通过事前对测量装置的监测、诊断；通过对推力轴承温度报警的详细分析；通过对推力轴承温度整改方案的全面认真检查。最后综合分析初步判断为推力瓦本身有问题。于是决定在7月10日至13日申请停机进行检修，经解体后发现10块推力瓦表面近三分之二的面积出现波浪型，用手去摸明显感觉有凹凸不平，均有不同程度的烧损，经过三天的抢修工作把这机组的重要缺陷消除在萌芽之中，否则将导致机组设备的事故进一步扩大，保证了机组设备的安全和可靠稳定运行！这一设备监测、分析、检查、检修过程进一步体现了在线监测和状态检修的重要性。

通过上述的事例可知，开展发电机状态监测和状态检修，既能够及时发 现设备的状况，又减少了设备的检修时间，减少了检修费用，降低了生产成本，同时还保证了设备在健康的状态下运行，因此，发电机状态检修是值得推广和 发展，是很有必要的。虽然，我们在发电机状态检修方面也做了一些工作，但 离上级部门的要求和兄弟单位的差距还很远，我们今天的发言只是抛砖引玉，取他人之长，补自己之短，在在座的各位专家指导和同行的支持帮助下，我们 将继续努力把机组设备状态检修工作做好。为广东电力事业出多点力，认认真 真、实实在在把本职工作做好，确保长湖发电公司机组设备的安全可靠运行！

二○○六年九月六日

篇2：长湖水电厂机组状态检修工作汇报

[摘 要］ 介绍了邹县发电厂状态检修总体的实施和应用情况。重点介绍了状态检修管理理念使状态检修向深层次发展遇到的问题和做法，为其他发电单位实施状态提供了一些经验。

[关键词］ 状态检修技术；优化和维修模式；网络化运作

前言

根据1997年国家电力公司在上海召开的发、供电企业电力设备实施状态检修研讨会精神，结合1998年的国外考察，山东电力集团公司把《火力发电厂主要辅机状态检修的研究和应用))列为了1999年重点科技项目，邹县发电厂作为课题的协作单位，在山东电力发电公司、电力研究院的指导下，充分利用状态检修专项资金400多万元，配置了先进的检测仪器和工具，并进行了相关软件的研究开发，重点加强了主要辅机的监测诊断分析工作，同时结合本厂实际，组建了状态诊断机构并选拔了状态诊断人员，随着工作开展和深入，我厂对维修控制程序进行了优化和调整，为状态检修工作的深入开展提供了良好的发展环境，同时探索出适合本厂生产管理实际情况的优化维修新模式，通过四年的实施，取得了很好的效果，近几年来，全厂机组强迫停运率、设备故障率不断降低，技术经济指标不断优化，2002年大机组评比中，除4号机组大修外，其它机组全部获奖，特别是5号机组创造了连续安全运行401天的全国600MW机组最高纪录。

应用情况介绍

1． 邹县发电厂作为原山东电力集团公司《 火力发电厂主要辅机状态检修的研究和应用》课题的协作单位，在主要辅机状态检修技术应用中取得良好的效果，获得了2002山东省科技进步二等奖。

2000年初，邹县发电厂为了确定状态检修的发展方向，加强工作的整体规划，明确提出了状态检修“三步走”发展目标：(1)到2000年底，在全厂建立状态检修组织机构，实行以计划检修为主、状态检修为辅的设备检修管理模式，重点放在设备运行状态的优化和设备状态检测与分析上；(2)到2001年，状态检修走向正规化，主要辅机设备检修方式进一步优化，实行以状态检修为主、计划检修和事故检修为辅的检修管理模式，但对主机继续实行计划检修；(3)2 002年继续扩大状态检修的设备范围，完善检测手段，形成具有自己特色的优化维修管理模式。

实施情况简介

2000年初成立了由生产厂长任组长的状态检修领导小组，全面负责状态检修工作的计划、组织、决策、指导、协调和检查工作。领导小组下设状态检修工作小组和状态检修监测诊断小组，其中状态检修工作小组由检修副总工任组长，负责根据技术监督数据、状态监测数据和设备性 能检验报告，决定设备什么时间检修、检修什么项目、如何检修、谁来检修等一系列问题；状态检修监测诊断小组设在生技部，按锅炉、汽机、电气、热工、燃料、灰水、化学专业设置成7个小组，其职责是负责监测和分析设备状态信息，根据状态检测技术标准和有关管理制度，提出设备状态检修建议，制定检修方案，审查检修工艺，对检修项目实施监督、检查和验收。实现了设备管理决策层、管理层、操作层的分离。

2000年6月发布实施了《设备状态检修管理标准》，明确规定了各部门职能分工和各级人员的职责。随着状态检修工作的深入开展，进一步修改、细化了各部门的职责和关系，细化状态诊断工、金属和新成立的诊断中心人员的职责。在状态检修管理标准中，明确规定了以生技部设备技术科为核心的各部门关联关系，设备状态检修工作由生技部向其它部门展开。各部门关联图如下：

篇3：水电厂机电设备状态检修

在水电厂设备当中, 机电设备是对水电厂的安全、稳定、经济运行有直接影响的设备机组, 并且在水电机组的工程建设以及水电机组的运行中起着越来越重要的作用。随着当今社会的可持续发展理念的提出, 为了让水电厂更好地与社会发展相适应, 就必须加强水电厂机电设备的状态检修工作。

1 我国水电厂机电设备状态检修概况

1.1 机电设备状态检修的必要性

对机电设备进行状态检修, 能实现对故障诊断系统的实时在线监测, 达到在设备运行期间对设备信息的全天候采集, 对设备运行状态进行全天候的监测, 从而实现对设备隐患的及时发现、分析和诊断, 为及时检修提供支持, 降低安全隐患带来的损失, 节约检修成本, 提高运行效率和所得利益, 同时在最大程度上保障周边人们的生活不受影响。

1.2 当前机电设备状态检修存在的问题

检测设备功能分散。在目前水电厂机电设备的状态检修工作中, 主要偏向于对机电设备的状态分析, 对全面的故障诊断技术、对未来状态的预测等内容很少涉及;状态检修系统冗余。由于机电设备状态检修系统功能分散问题明显, 导致在当今的机电设备检修系统中存在很多孤立系统, 难以与整个水电厂监控系统有机整合, 缺乏信息共享性, 资源利用效率低;诊断故障方法单一。将机组的振动信号或者摆度信号作为机电设备状态分析的主要依据, 没能将影响水电机组状态的影响因素全面考虑在范围之内, 诊断的针对性低。

2 水电厂机电设备状态检修技术

2.1 机组稳定性监测技术

在监测水电机组的机械振动时常用的技术即机组稳定性监测技术, 主要包括对主结构振动、水压脉动、主轴承的摆动幅度等的监测。在对每项技术参数采用特定的传感器进行有针对性的检测的基础上, 汇总各个传感器监测到的数据, 进行分类、分析, 为判断机组的稳定性提供数据支持。在实际的监测时, 要根据不同的机组型号及容量, 有针对性的根据经验数据设置监测点的位置和数量。

2.2 水轮机空蚀监测技术

空蚀会对整个发电系统的发电效率产生影响, 使机组运行的稳定性降低, 从而影响整个水轮机的正常运行。当前我国空蚀技术的主要体现是一种基于超声波传感器的水轮机空蚀在线监测系统, 使对水泵和水轮机的空蚀现象的在线监测与诊断变得简捷易行。但是这套监测系统功能较为局限, 缺乏对整个水电机组运行状态的全面性掌握, 不能进行机组空蚀强度的有效诊断, 只能将监测数据作为辅助分析工具为状态检修提供参考。因此, 一套综合的监测系统需要被研发出来, 以便实现数据共享和机电运行状态的综合分析。

2.3 空气间隙与磁场强度监测技术

在量测水轮发电机组的空气间隙和磁场强度时, 主要是应用平板电容式传感器完成的, 计算机技术承担着整个过程的数据采集、传输、显示工作。气隙采用的电容式位移传感器能将两个平面之间的距离通过传感器平板与被测表面之间的等效电容的变化反映出来, 传感器的形式是平板, 安装在定转子之间最适宜。要以发电机的结构参数为依据配置水轮发电机气隙传感器监测数量, 对于直径小于7.5m时的转子要配置4 个传感器, 转子大于7.5m时配置8 个传感器, 当机组的发电机转子高度较高时, 要在定子上部和下部分两层分别4 或8 个传感器。

2.4 发电机局部放电监测技术

水轮发电机定子绕组绝缘层的内部或边缘发生的非贯穿性放电现象即局部放电, 系统中的一些小空隙或者表面处于绝缘环境中时, 产生局部放电的几率较大。由于定子绕组处在高温、高压以及各种化学物质和机械振动的工作环境中, 对其有着较高的绝缘水平的要求。因此, 必须加强定子绕组的绝缘放电在线监测, 为及早发现故障并及时解决问题提供保障, 降低机组运行事故发生的几率。国外的对局部放电的信号监测系统和技术较为先进, 一般采用介于375~1000p F之间的电容传感器, 80p F的电容器是20 世纪70 年代才出现的。我国在研究水轮发电机局部放电技术方面的技术发展较为缓慢。

2.5 主变压器油气监测技术

过热引起的故障、放电引起的故障以及绝缘受潮失灵导致的故障等是变压器的主要内部故障。有效鉴别发现并降低电力变压器故障发生的几率的方法是采用色谱分析法分析变压器中的气体, 气相色谱分析、光声光谱分析等均是色谱分析法。气相色谱分析法在实验室环境中较为常用, 是一种发展较为成熟的离线分析方案。光声光谱技术是通过借不同波长的红外线激发不同的气体分子的方式, 将封闭容器中气体的压力大小测量出来, 最终得到某种确定气体的含量。

2.6 基于虚拟现实的状态监测技术

为了解决传统监测方法监测数据共享性以及整体性较差的问题, 使机组状态监测技术得到的数据更加简洁、形象, 就出现了基于虚拟现实的包括数据采集、数据传输、虚拟环境信号处理等部分的状态监测技术。在水电机组中, 虚拟化技术是指借助虚拟环境和三维技术模拟目标, 运用虚拟现实技术表达出书本知识、数据不能展现的场景, 操作者可以借助外接I/O设备与虚拟系统完成数据交互和处理工作, 更简便地得到机组信息, 使系统更具数据共享性、可理解性以及可行性。

3 实现有效的机电设备状态检修的途径

首先要掌握机组的运行状态, 为后续检测提供参照。应该结合实际情况和合理需求判定机组健康状态的标准, 以最近几年检修的数据为依据, 制定出机组运行状态评估的统一标准, 评估机组是否需要进行维修, 是否要采取相关的措施对需要检修的部件和部位进行安全监管;有效结合状态检修与定期检修工作。要把握状态检修与定期检修的经济技术比, 考虑到小机组的开停对电网造成的影响比大机组小, 所以对小机组要实行状态检修, 减少事故损失。对于大机组, 采取状态检修与定期检修相结合的方式, 对于一些水轮发电机组达到状态检修的要求的水电厂, 可试行状态检修, 对还不能完全确定某些故障因素的水电厂, 还是要结合状态检修与定期检修, 可将定期检修次数适当减少, 将定期检修周期延长;其次, 要挖掘并积累机组数据。有效运用状态监测系统积累的大量数据, 不断挖掘标准状态的数据, 为找出异常状态提供参照。新建电站应将新机组的标准状态完整的记录下来, 同时水电厂要将已运行机组的检修后的状态记录下来, 找准与标准状态的差异, 为及时发现某种缺陷或故障提供依据。

4 结束语

水电厂机电设备的状态检修一直是困扰水电厂工作人员和技术人员的重要问题, 科学技术的进步虽然为水电厂机电设备的状态检修提供了技术支持, 但就目前来看, 机电设备的状态检修工作还是存在很多问题和挑战。但是, 只要国家足够重视水电厂机电设备的状态检修工作, 加大投入, 相关人员不断加强实践, 就一定能推动技术进步, 促进水电厂的稳定发展。

摘要：文章在阐述水电厂机电设备状态检修对其安全稳定运行的重要意义以及机检点设备状态检修存在问题的基础上, 重点介绍了水电厂机电设备中应用的相关技术, 最后提出实现机电设备状态检修的有效途径, 为相关工作提供借鉴。

关键词：水电厂,机电设备,状态检修,监测技术

参考文献

[1]聂学兵.水电厂机电设备状态检修可行性初探[J].民营科技, 2013 (12) .

篇4：水电厂状态检修问题探讨

【关键词】水电厂；状态检修；运行分析

0.引言

水电厂的设备的检修可分为故障检修、周期性检修和状态检修三种模式。长期以来，周期性检修一直是电力设备检修维护的主导模式，并形成了一整套较为系统的组织体系与技术手段。但是周期性检修模式同时也带来了检修成本高昂，检修重点不突出，检修机制相对僵化的弊端。

运行分析是定期对设备运行的在线数据、离线数据进行归纳分析，对运行中发现的缺陷异常进行归纳分析，进而对设备的运行情况进行评价，对设备的运行工况提出建议。水电厂状态检修是要准确的机组运行状态信号的监测、分析和诊断为基础了解把握机组运行的状态并依此为依据制定检修计划科学合理的确定维修内容和过程从而进行针对性事先预知的检修。实现水电厂的状态检修，运行分析就成为了不可或缺的一部分。

1.水电厂运行分析开展情况

运行分析开展的原则是“正常运行有记录，出现异常有跟踪，出现缺陷有分析”，开展方式是常规分析与专项分析相结合。即对主设备的正常运行通过在线、离线两种方式进行定期的记录分析，在设备出现异常时进行跟踪记录分析，异常发展为缺陷或是设备缺陷暴露出来时对原因进行深入分析。专项分析则是根据设备运行的特点、季节特点有针对性的进行开停机过程分析、辅助设备启动频次分析、设备老化情况分析等。

运行分析中各记录数据值要求必须真实有效，有代表性、有对比性。例如在稳态工况点记录数据点要求至少在该工况下运行30分钟以上再进行记录，保证该参数点能准确反映在该工况点下的状态。对比性的数据则要求除对比参数外其它参数必需一致，保证唯一性。过渡过程的数据在离散处理前记录必需是曲线等，以方便进行趋势分析。

2.运行分析对水电厂状态检修的支持

2.1正常运行参数记录对状态检修的支持

机组正常运行的参数记录是支持状态检修的基础。运行参数直接反映了机组的运行状况，通过长时间的观察、分析、总结则可以提出合理的机组检修建议。

例如在运行分析中记录的机组轴瓦温度、振动摆度值则可对是否对该机组的各轴承进行检修或检修后是否进行轴瓦间隙调整、推力受力调整、机组轴线调整等。在运行分析中记录的主变油温结合色谱在线监测装置则可对主变是否进行取油样分析、是否延长检修周期、是否进行内检等提供依据。在运行分析中记录的断路器六氟化硫气压、断路器开断短路电流次数等则可对断路器是否进行一次部分解体检修、是否进行更换等提供依据。

2.2异常记录、缺陷分析对状态检修的支持

异常缺陷的记录分析是支持状态检修的重要环节。根据运行分析的统计99%以上的异常缺陷发生在设备运行的薄弱环节或是上次检修的质量问题。无论是设备运行的薄弱环节还是设备检修的质量问题都是下次检修的重点环节。通过运行分析中异常缺陷的记录分析，将这些环节进行梳理、深入分析，一方面可以及时消缺机组运行中的缺陷，一方面可以举一反三找出设备运行的薄弱环节，在其它机组问题尚未暴露之前即安排检修处理。

2.3专项分析对状态检修的支持

专项分析是支持状态检修的有力保障。专项分析的开展主要针对机组运行的特定工况，未包含在正常运行记录中的重要辅机系统。

例如对开停机过程的专项分析，从中反映出调速系统的动作性能，机组空载与空转状态的振动、摆度值比较反映出机组动平衡的特性，从而对机组的检修提出建议。例如顶盖排水泵的启动频次专项分析，通过在一定工况下的连续记录、统计、分析，对机组主轴密封的漏水情况、顶盖排水泵的工作效率做出评估，对是否进行主轴密封检修或更换提出建议，对排水泵是否进行检修或更换提出建议。

3.运行分析在水电厂状态检修中的应用

3.1在线系统的投入使用

在线监测系统对于运行分析是一个有力的支撑，对于状态检修是一个巨大的推动。机组在线监测系统全面采集、实时显示机组运行中电气量参数、振动量参数、定转子空气隙、转轴姿态，通过时域波形、频谱、分形、经验模态等多技术手段分析，对设备的健康与运行状态进行诊断。按照诊断报告映射到检修经验逐步形成按照在线监测报告确定检修周期的经验模式。主变等充油设备色谱在线监测装置实时反映充油设备内部有无出现异常，通过对色谱在线监测装置的长时间观察、统计、分析，对数据开始产生非误差性变化开始映射到检修经验中逐步形成充油设备的按照在线监测报告确定检修周期的经验模式。

3.2运行分析的开展结合检修方案进行

运行分析中无论在线监测还是离线监测，最终只能对设备的检修提出是否进行检修的建议，或者是提出进行下次检修建议的周期。提出的建议往往是机组单元中的一部分，并且建议的周期不能很好的协调配合，形成完整的设备状态检修方案难度极大。

因此，运行分析的开展结合检修方案进行就势在必行。状态检修不可能一步到位，而是从以往的周期性检修模式中逐步过渡过来，并且利用已形成的、完善的周期性检修模式的业已固化的优势。首先从运行分析指导检修方案中的具体条款开始，根据运行分析的建议删减、增加部分条款，使设备检修合理性、经济性提高。其次随着运行分析的程度不断加深，运行分析过程中结合机组检修方案中的条款进行，并对周期相近的检修设备进行归并，最终提出状态检修建议报告。

3.3修前、修后运行性能评价

运行分析中开展对检修的设备进行修前、修后运行性能评价是对机组检修质量的有效评估与有力监督。数据对比在运行分析中非常直观、非常有效，具有说服力。在设备检修前的一定工况下提前记录主要运行参数曲线，检修后在同样工况下再次记录同样参数曲线，可以通过对修前、修后各参数曲线的分析，评估出指标上的优劣变化。对机组检修的质量进行有效的反馈，也对依据运行分析开展状态检修进行有效的反馈，对运行分析在检修经验中的映射是否合适进行反馈，通过不断的调整模式，状态检修的水平得以提高。

4.结语

状态检修，涉及到状态监测、故障诊断、设备寿命管理和预测、信息管理与决策等技术，随着计算机技术、遥感技术在状态检修中的大量运用，设备的状态检修将越来越多，降低检修的人力、物力以及财力投入。

状态检修不是有针对性的消缺，状态检修作为一种先进的检修体制，是与多方面的管理工作分不开的。技术的进步需要有良好的管理机制提供支撑，在伴随着技术进步的同时，应加大组织管理的力度，促进管理效率的提升，将状态检修体系在企业建设中高效的开展起来。运行分析是水电厂走向状态检修诸多捷径中的一条，各厂应根据各自工作中的优势实现状态检修。 [科]

【参考文献】

[1]沈东.水力机组故障分析.中国水利水电出版社，1996.

[2]王世昌，汲胜昌，李彦明.利用振动法进行变压器在线监测的应用研究，2002.

篇5：长湖水电厂机组状态检修工作汇报

一、采取的设备管理策略

1. 设备结构及特点

机组锅炉采用的是单炉膛、改进型主燃烧器、分级送风燃烧系统及反向双切圆的燃烧方式, 炉膛采用了内螺纹管垂直上升膜式水冷壁和循环泵启动系统, 一次中间再热和调温方式除采用煤/水比外, 还采用了烟气分配挡板、燃烧器摆动、喷水、等离子点火等方式。水冷壁管、顶棚管及尾部烟道包覆管均采用了板状膜式结构, 密封性能好。过热器分为四级, 一级 (低温) 在尾部烟道后竖井上部, 二级 (分隔屏) 、三级 (屏式) 在燃烧室上部, 四级 (末级) 在水平烟道出口侧。其中一级过热器采用逆流布置, 二三四级采用顺流布置。再热器分为二级, 一级呈辐射式在尾部烟道前竖井上部, 二级为悬吊式在燃烧室上部的水平烟道内。在尾部烟道的前后竖井下部, 分别安装了一、二级省煤器和2台回转式空气预热器。燃用的是神府东胜煤和晋北煤。

2. 选择的检修管理模式

机组检修采用的是“两头在外、核心在内”的管理模式, 两头在外就是将设备检修、维护保养及外围设备的运行管理等, 委托给了浙江火电公司和华能长兴电厂, 实施的是点检定修制。核心在内是玉环电厂只负责机组的技术功能控制和主要设备的运行管理工作, 定期组织专家对委外情况进行跟踪、分析和评估, 并根据检修、运行及点检人员的情况反馈, 及时安排定期检修和维护。对设备运行和巡检时发现的异常或重大缺陷问题, 及时制订排除对策和预防措施。每月定期统计和下发设备缺陷月报, 通报缺陷消除率及消缺系数指标完成情况。为保证消缺工作的及时性和可靠性, 实现了设备缺陷从发现、下单、消除、验收和总结等工作流程的计算机管理。

二、优化锅炉设备检修策略

1. 坚持锅炉受热面风险评估及检修策划制

(1) 实施锅炉受热面爆漏风险评估。锅炉受热面爆漏问题一直是国内外发电厂机组停机的主要原因, 超超临界机组在运行时温度和压力均较高, 一旦发生锅炉管失效等故障, 不仅能造成巨大的经济损失, 而且会引发重大安全事故。根据中国电力企业联合会及华能集团的历年事故情况统计, 锅炉的非计划停运约占全部停运事件的60%, 而锅炉四管泄漏事故又占锅炉事故的60%, 是影响机组安全运行的主要隐患之一。其中水冷壁管泄漏占33%, 过热器管泄漏占30%, 省煤器管泄漏占20%, 再热器管泄漏占17%。为此, 玉环电厂采取了对锅炉受热面风险进行评估的方法, 不仅确保了受热面安全和可靠运行, 也降低了设备检测费用和维修成本。

(2) 实施受热面风险评估应达到的阶段性目标。通过实施检修后的风险分析与研究, 不但可核查检修效果、高风险部位的风险等级是否降低等, 也能进一步验证风险评估方法的准确性及评估结果的真实性。对不同阶段的风险实施不同的监管, 是开展和做好此项工作的基础和保障。检修计划制订阶段是通过风险评估分析, 首先确定受热面的风险等级, 制定出合理的检修计划, 使受热面风险管理达到理想级别;检修工作完成阶段是检修工作完成后, 受热面的技术状态虽已提高, 但还需要再次进行风险评估, 并预测出下次需要检修的周期间隔;受热面爆漏失效分析阶段是通过应用计算机受热面失效原因分析程序, 找出引起失效的根本原因, 进一步验证检修计划的有效性, 修改和制定下次检修计划等。

(3) 对设备检修的要求。在制定锅炉受热面的检修策划时, 应对机组的重点检修部位进行修前、修中和修后情况的技术评价, 以及检修质量和运行效果验收。不但要保证检修工作安全可靠和无责任事故, 而且要保证设备技术状态及性能有所提高。重点检修部位主要包括:局部机械磨损严重部位、易产生冲涮磨损部位、烟气流速快和飞灰浓度高部位, 以及异物容易聚集或节流孔易堵塞位置、异种钢焊接部位和应力集中部位等。

2. 实施在线监督与寿命评估

由于超超临界机组的高温部件采用了新型耐热钢, 如过热器和再热器采用的是Super304H和HR3C新型奥氏体耐热钢, 末级过热器出口集箱采用的是ASTM A335 P122钢, 主蒸汽管道采用的是ASTM A335 P92钢等, 因长期在作业环境恶劣情况下运行, 如高温、高压、火焰、烟气、飞灰等, 不但会使材料结构及性能发生变化, 而且会随运行时间的加长、机组的频繁启动等, 在产生疲劳损伤同时, 微观组织也会产生劣化或蠕变损伤等情况, 加大了锅炉安全运行和检修管理的难度。因此对高温炉管实施状态监测和寿命评估, 以劣化状态测量或评估值为基础, 对故障发生期进行正确的预测, 是保证锅炉安全运行和做好高温部件劣化趋势管理的较好方法。

三、实施在线动态评估和监测

根据1000MW超超临界机组锅炉的设计、制造、安装、运行工况等技术资料, 玉环电厂建立了锅炉的材料、强度、性能等技术参数数据库, 并结合生产实际需求完成了锅炉状态监测模型、寿命评估模型、氧化皮脱落预测模型等内容的研究与开发, 研制出一套适宜机组实际运行要求的设备可靠性寿命预测管理系统, 以及设备保养和检修工作质量控制集成系统, 不但实现了可在线动态评估高温炉管的工作状况, 还可进行其他高温部件的技术状态监测。为保证机组的安全运行和适时进行检修工作, 提供了科学依据, 有效降低了四管发生泄漏的风险, 提高了设备运行的安全性, 实现了以状态监测为基础的设备维修管理。

1. 采取离线诊断技术

实施锅炉设备离线诊断技术, 是玉环电厂在实施在线监督技术基础上逐步建立的, 需要检查和监测的内容主要有:宏观检查、无损检测、理化分析、支吊架管系统的检查等。通过进行现场检验和实验室分析, 进一步掌握设备的性能情况和技术状态数据等。开展离线诊断应提前做好以下工作:摸清锅炉设备运行时的基本情况和特点, 特别是重点零部件, 如主蒸汽管道、热力管道、过热器出口集箱, 三四级过热器及其他新材料部件等, 都应逐一进行检验;对施工中的遗留缺陷或运行中的新生缺陷等, 不但要认真检查和分类, 还应采取措施及时进行消缺;可根据类似锅炉设备发生缺陷情况, 及时采取有针对性的防范措施, 以防止类似事故发生。

2. 优化检修模式

玉环电厂优化设备检修模式的基本思路, 主要是通过以“管”为主的检修策略及针对发电设备特点, 制订出能进行优化检修的管理模式, 使设备的可靠性和经济性得到最佳结合。

(1) 能及时提供设备技术状态信息。玉环电厂根据生产系统庞大和连续生产等特点, 将全部设备按照不同的重要程度进行分类, 实施了对不同类别设备采用不同的检修与管理, 即根据状态监测和诊断技术提供的设备技术状态信息, 正确判断设备异常情况, 预知设备故障或劣化发展趋势, 在故障发生前就进行检修的方式。例如, 有的设备采用的是定期检修方式, 有的采用的是状态检修方式, 还有采用故障检修方式等, 无论采用那种检修方式, 都应达到使设备检修方法能逐步形成一套融定期检修、状态检修、改进性检修和故障检修为一体的优化检修模式的目的, 使检修目标更加明确, 检修人员的工作效率得到提高。

(2) 是一个不断补充和变化的过程。例如, 在今天看来是比较好的优化方案, 也许会随时间的推移、生产状况的不断改变, 以及设备状态诊断和劣化倾向管理工作的逐步深入, 为满足生产实际需求, 原来制定的检修方案可能要修改。同时, 随着企业的设备动态管理工作水平不断提高, 以及设备技术改造工作速度的逐步加快, 原来制定的检修周期也可能会延长等, 检修方案也会随之发生改变。所以优化检修模式管理是一个动态的、需要不断组合的过程, 只有不断的修改和不断的完善, 才能不断提高检修水平和实现优化检修模式的目的。

3. 取得的效果

玉环电厂的超超临界机组, 通过实施优化检修模式, 对各层次管理、维修人员不断进行有针对性的技术培训, 进一步贯彻和树立优化锅炉状态检修思想的重要性和必要性, 使员工在更加了解优化检修工作内涵及重要性基础上, 能更加明确自己的工作职责和目标。例如, 实施优化检修需要投入哪些技术和物质资源, 需要掌握哪些必要的专业技能, 在职责范围内实施优化检修, 企业和个人会获得哪些潜在的经济利益等。使各级管理人员在深入了解开展优化检修意义的同时, 在检修策略调整和推广实施中都能充分发挥主观能动性作用。员工之间的工作能更加相互支持与配合, 在各自的职责范围内, 共同促进了优化检修工作的顺利开展。通过对设备实施恰到好处的检修, 不但节约了检修成本, 也极大提高了设备运行的可靠性。企业每年仅此产生的经济效益高达8000多万元, 实现了在设备管理工作中追求最佳经济效益的目的。

四、结论

笔者认为, 发电机组设备的维修周期制定, 应根据本厂发电机组的设备结构特点和实际运行情况来定, 不能完全照搬他人经验或相关规程, 否则就会出现检修资源的浪费或不足, 以及维修费用上升和设备利用率下降等问题。有些设备从表面上看, 其安全性好象是提高了, 但是以提高设备检修成本和降低设备可用率为代价的, 不值得仿效。玉环电厂在超超临界机组的锅炉设备管理中, 主要做好了以下工作。

(1) 作为国内首座超超临界机组, 锅炉的高温、高压部件制造, 采用的是新型耐热钢材料, 因此加强对新材料部件的运行前和运行后的技术性能掌控, 以及进行技术指标检验等十分重要。

(2) 由于炉管在锅炉运行时的重要性, 在使用过程中应坚持进行全面细致的监控、诊断、管理和评估工作, 使受热面的风险分析与预控措施管理能长期、有效和合理地开展, 形成以风险评估技术为基础的设备风险管理体系。

篇6：关于水轮发电机组的状态检修方式

关键词：水轮发电机组；状态检修

近年来随着计算机监控在水电站的普遍使用和技术的不断提高，一些专家提出对今后安装的大型水轮发电机组不再搞定期检修，而实行状态检修，以减少机组停机时间，提高利用率，发挥更大经济效益。定期检修是大多数水电站水轮机组采用的检修方式，从“定期检修”逐步过渡到“状态检修”，是水电站机组检修发展的方向，也是实施“无人值班” 实现水电站现代化的必然结果。目前，部分电站已经安装了振动在线监测设备并已投入运行，有的电站正准备安装。水电机组在线监测设备的研制，国内已有十余年的历史，有的产品的质量和性能已经达到了国际先进水平，可以满足在线检测的需求。虽然我国在状态检修上应用较晚，但是由于各行各业的广泛需求，因而具有广阔的应用前景。

一、状态检修的定义

所谓水轮发电机组的状态检修，就是采用计算机监控专家系统对水轮发电机组的运行状况及参数进行全面记录、监视、检测、分析和预测。当发现设备运行出现异常情况时，合理科学地做出判断或诊断，并提供可靠的报告，以作为水轮发电机组检修的依据，此时对水轮发电机组进行有针对性的检修，以保证机组运行的安全稳定。要实现对水轮发电机组的状态检修，需事先确定一个标准，当设备状态的变化达到或超过这个标准时，就确定对该设备进行检修。而判断是否需要检修所需要的标准，严格讲，需要对每个设备及每个设备的每项参数或指标都加以规定。到底什么指标决定检修或决定检修的规模，需视具体情况而定。

目前，状态检修在国内水电系统现仍处在起步阶段，还不成熟、缺少经验，还有很多研究性的工作要做，对此我们要有清醒的认识。定期检修已执行了很多年，要实现水轮发电机组的状态检修也是有风险的，如果执行状态检修不如想象中那样，可能会产生很多意想不到的后果。安全第一，是保证经济效益的前提，因此对状态检修要有一个严格的标准，能给水电站机组的安全运行提供保证，否则，状态检修就会失去意义。

二、状态检修的原理

状态检修的原理建立在设备故障具有征兆的基础上，也就是故障不会无缘无故的发生。如果我们可以利用先进的监测设备在故障发生前就发现这些信号，并在计算分析的基础上对这些还没发生的故障及时作维修处理，那么就可以避免故障的发生，减少事故造成的损失。因此状态检修概念，就是利用监测设备收集到的目标设备的状态数据，根据与正常数据之间的对比，对设备的故障进行分析预测，并制定相应的診断措施，将设备故障带来的不利影响降低最低到限度，因此在水轮发电机组应用状态检修方式，可以及时准确的检测到水轮发电机组中设备故障，并制定出针对性的检修方案。

三、状态检修相对于定期检修的优势

3.1.增强设备的安全性。

在水轮发电机组运用状态检修，由于状态检修能够及时发现设备故障的征兆，并做出相应的诊断策略，所以能够避免设备故障的发生，并消除故障带来的危险，因此保障了水轮发电机组的安全运行。同时状态检修可以准确的发现故障，也就是判断故障的位置，因而可以有效防止检修位置错误对于相关设备的不利影响，一定程度上也起到了保护设备安全的作用。

3.2.降低设备维修成本。

传统的定期检修由于缺乏检修重点和目的性，往往要耗费大量的人力物力。但是在水轮发电机组检修中应用状态检修方法，可以根据设备状态数据以及历史数据，做出切合实际的针对性方案，在缩小检修范围的前提下，提高检修的准确性，因而可以减少人力和物力上的投入，并减少没有目的和重点的检修次数，降低了维修成本同时还能够促进企业经济效益的提升。

3.3.延长设备使用寿命。

状态检修不仅可以提高设备的安全性，由于对故障的准确预测和诊断，因此还可以减少检修次数和范围，这在一定的程度上增加了设备的使用寿命。因为水轮发电机组结构精密复杂，对零件质量有着更高的要求，但是实践中每一次检修都可能造成设备零件受到损伤，因此应用状态检修并减少检修次数和范围，也就意味着降低了设备尤其是零件的损耗，所以状态检修相对于定期检修，可以显著延长设备的使用寿命。

四、水轮发电机组实施状态检修的关键部分

根据状态检修的原理，并结合水轮发电机组的检修目标和要求，水轮发电机组实施状态检修的关键部分可以分为两个方面，分别是状态监测系统和分析诊断系统。

4.1.状态监测系统。

状态监测系统是状态检修的基础，对于设备状态信息的监测，是分析诊断系统发出命令的重要参考。在水轮发电机组中，状态监测系统应当主要监测发电机运行振动、摆度、温度电流、电压等状态、绝缘状态、调速器、导水机构、控制机构、辅机工作状态等数据，通过以上主要设备状态信息的收集，实现对水轮发电机组整体状态的掌控。具体在检测部位和数量的布置上，一方面要考虑检测设备的实际情况，选择连接点以及信号敏感的等关键部位，可以起到适当缩减监测数量的目的。另一方面要根据设备故障发生的历史信息，对于故障多发的设备要增加监测部位和数量，对于收集的设备数据和信号信息，要及时记录和存储，并且立即传达给分析诊断系统。

4.2.分析诊断系统。

为了可以对设备状态的数据进行准确的分析诊断，该分析诊断系统首先要建立正常运行设备状态的数据库，以便和收集到的设备状态信息进行比较分析，并且分析诊断系统应当保存设备故障的历史信息，对于故障多发的设备要向状态监测系统发出强化监测的指令。在以上数据库的基础上，分析诊断系统还需要依靠强大的计算机系统，建立相应的故障模型，将实时状态数据转化为模型中参数，并利用相关的计算方法，一般包括统计、逻辑判断法以及对比法等计算诊断方法，从而准确的预测设备故障发生的位置和时间，为水轮发电机组的检修工作制定出及时准确的措施。

五、水轮发电机组进行状态检修的设想

在以上状态检修组成部分的分析基础上，笔者对水轮发电机组中的状态检修进行了设想。以下以某省水电站为例，在水轮发电机组中，状态监测系统具体可以分为振动监测、发电机绝缘监测、发电机运行状态监测、轴承监测以及水轮机运行状态监测等主要组成部分。状态监测系统和分析诊断系统相连接，并及时将有关检修方案传达给相应的检修部门，检修部门在进行设备检修之后，再讲有关检修报告反馈给分析诊断系统，以便为下次检修做出参考，通过该检修模式，一方面可以保持设备故障问题可以及时得到处理，另一方面依据检修信息的反馈可以为状态监测提供一定的参考，促进状态监测的科学性和合理性。

结语

在今后的水轮机组中要积极应用状态检修，发挥状态检修可以及时准确检测故障并诊断处理故障的优势，促进水轮发电机组安全稳定的运行，推进发电企业取得更高的经济效益。

参考文献：

[1] 潘建忠.水轮发电机组的状态检修与定期检修[J].广东水利水电，2011（12）.

[2] 李平诗. 浅谈水电厂的状态检修[J]. 水力发电. 2002（06）

[3] 刘忠德. 实施状态检修之我见[J]. 电力安全技术. 2002（12）

[4] 梁保松. 水电厂开展状态检修的探讨[J]. 广西电业. 2002（03）

作者简介；

篇7：关于水电厂状态检修的探讨

关键词水电厂;状态检修;问题分析;方法探讨

中图分类号TM312文献标识码A文章编号1673-9671-(2010)072-0146-01

现在水电厂比较多的装设了计算机监控系统,提高了对设备的监控能力,因此大部分电厂已经实现“无人值班”(少人值守),其余的也实现了中控室少人值班方式。对计算机监控系统已经采集和积累的大量的设备运行数据,可供进一步分析使用,另外计算机网络技术也比较成熟,实现计算机办公自动化,应用计算机技术已经比较普及。这为水电厂开展“状态检修”创造了有利条件,因此,凡装设计算机监控系统的水电厂,都应抓紧动手全面规划,积极开展“状态检修”,或称之为“预知性维修”。水电厂“状态检修”就是通过对运行设备的状态监测与诊断分析,充分掌握设备的健康状况,以可靠性为中心,确定设备的检修方案和检修时间区间,在此基础上综合考虑水情(水位水量)、机情(设备状况)、电情(电力市场),作出最优的检修决策,用最低的检修成本使设备的可靠性最高、可利用率最高,从而实现水电企业经济效益最大的目标。随着制造工业的发展、科技的进步和电网结构的加强,目前正在探索“状态检修”,即在设备状态评价的基础上,以设备的状态为依据,根据分析诊断结果,安排检修时间和项目,以达到确保安全、提高经济效益的目的。

1当前水电厂状态检修存在的问题

水电厂实施状态检修,将计划检修逐步过度到预测维修制度,经过近20年的研究和实践,为状态检修奠定了良好的基础。但是由于水电厂状态检修起步较晚,真正实施状态检修还有一定的距离,还有某些问题应该引起注意。目前,有的水电厂配备的在线监测系统,在功能上仅限于参数通道名称,工况状态监测数值显示,报警(一、二级报警值),开停机趋势显示等;有的系统虽然已具备信号分析功能,但是还缺乏特征信号的辩识功能,因此使人们产生该系统类似于机组监控系统的错觉。作为状态检修的监测装置,除了在功能上能准确、可靠地进行信号采集、存储外,还应具有数值和信号分析功能,以及信号提取及辨识功能,来反映运行设备的内在状态。

原定期计划检修是按年头确定检修工作,有一些检修项目和内容带有盲目性,不论设备状况如何、好和坏,一律进行分解检查,归纳起来,原定期计划检修有如下缺点:①主动性进行检修和维修不够;②不必要的和盲目性的预防性检修过多;③检修工作中发生错误的机率较多;④频发性事故较多;⑤好的检修实践未能总结条理化;⑥检修工作的技术记录和成本分析不够;⑦同类型机组的检修经验交流不够。

水轮发电机组状态监测与诊断系统的投入是水电厂状态检修的技术基础,有的水电厂投入运行的系统偏离了这一原则,系统不具备诊断功能和预测功能。在自动诊断状态检修模式中,也只是停留在咨询诊断阶段,真正适用可靠、准确可信的故障诊断专家系统还有望突破。

机组型号、水头、工况、转速、结构不同,测点的布置是有差异的,信号采集频率和周期也是不同的。在设备参数选择和监测点布置上,应根据机组的运行特性、设备结构及性能特点,按照设备监测诊断的要求准确选择监测参数、合理布置测点,不应该全搬照套用其他机组的布点。

2如何有效地进行水电厂状态检修

1)建立与状态检修相适应的考核机制。对水电厂目前的考核来说,安全放在首位,在考核中,如果在规定的期限内设备出现非人为故障,检修部门的责任会相对较轻,但如果是因为没有安排定期检修,则是检修管理部门工作中的重大失误。长期以来,设备的检修、预试年限均是依据有关国家标准、规程下达的,电厂依据这个年限来安排工作,上级部门也是据此进行考核。

2)做好前期的基础工作。应建立计算机检修管理系统(CMMS),录入和完善有关设计、制造、安装、运行、检修、试验等记录的原始数据,以及电气参数、机械参数、水力参数、绝缘和化学监督等,建立设备状态数据库,形成一套完整的水电厂综合检修管理系统。也可根据现场实际,研究利用现有的信息管理系统(MIS)、计算机监控系统和OA系统实现初期状态检修的可能性。

3)大胆应用新技术,完善人工监测。我国许多水电厂和抽水蓄能电厂已安装投运的在线监测装置性能比较可靠,如:机组振动摆度监测装置、变压器在线监测仪、油色谱在线监测仪、各部温度巡检装置等,但对于局部放电、定转子空气间隙、水轮机空化、机组相对效率监测等还有待完善和开发。作为发电厂,应积极采用可靠的在线监测装置,对不完善的可利用离线监测来弥补,将在线监测和离线监测有机地结合在一起,准确地掌握设备的真实状态。

4)建立专家系统和仿真系统,实施智能化判断和决策。专家系统是应用计算机将人工诊断形

成知识库和推理机,利用数据库和数据,对设备的状态进行分析和判断。仿真系统是将监控系统和各自动化装置采集的数据在模型仿真机上进行分析和判斷。这两个系统结合起来将可以实行状态检修的智能化判断和决策。

3状态检修的做法

3.1全力掌握设备的“状态”

状态维修要求在普遍掌握所有设备健康状况的基础上确定少数该维修的设备,进而对他们进行适度的维修,显然,从这一意义上讲,状态维修应分为“掌握状态”与针对性维修“两个重要的环节,在通常情况下,每年该修的设备仅占设备总数的百分之十几。甚至更少。可见,与定期维修制相比,维修工作量将大幅度减少,但“掌握状态”所需的投入,特别是智力方面的投入反而有所增加。而且“掌握状态”是搞好状态维修的“先导”,是我们的着眼点和着力点,也是状态维修的难点,可通过下列途径来“掌握状态”的状态:

1)加强常规测试手段。电气设备预防性试验和继电保护及自动装置定期检验,是掌握设备和装置状态的常规测试手段。试行状态维修后,这些常规测试手段不能削弱,而应加强。所谓加强,包含以下两层意思:①要根据设备的原始状态及历年来的状态变化趋势合理确定设备的测试周期及测试项目,实施有针对性试验与检验。对大多数初始状态良好且运行状态稳定的设备,则应跟踪测试。②对测试结果进行科学分析,就是将测得的数据同规程定的值比,看是否超标;与历次测试数据比,看状态变化趋势;还要与同类设备的测试数据比,最后做出综合分析、判断。在测试方面,应注重探讨测试项目对检出设备缺陷的有效性以及测试数据的可信度,同时注意纠正那种认为测试周期越短越好的糊涂观念。

2)开发与应用在线监测技术。在线监测的目的是通过对运行设备实时状态的测量,识别现有的或即将出现的问题,并预计故障修理的时机,以减少设备损坏的机率。这一概念的技术基础在于,大多数有故障的设备或部件都会预先暴露出它已处于失效边缘或正在恶化的信息。在线监测由于所施电压较高,因而能够比常规的停电测试方法更有效地发现设备早期缺陷。它部分地取代预试项目,减少设备停电次数和停电时间。

在线监测是现代维修的主要依据没,是状态维修不可缺少的技术手段之一。在线检测的技术水平及其覆盖面在一定程度上反映了状态维修的深度。但到目前为止,国内在线监测技术仍处于开发阶段,实用化程度不高。因此,我们应该注意克服对在线监测技术在阶段状态中的作用估计过高的倾向,结合生产实际,联合社会上的科技力量积极进行在线监测技术的开发。

3)应用数理可靠性统计方法。常规的提电测试与在线监测各具优点,但也各有不足。停电测试可掌握设备多方面的状态,且所需设备投资省。但停电因而影响发电可靠率,且所得数据只能反映测试时刻的“状态”,在尔后直至下一个测试期到来之前的长时间内,设备状态究竟如何变化是无法得知的。又由于外施电压低,使设备的某些缺陷难以充分暴露。在线监测可掌握设备的实时状态,但到目前为止,多数设备,设施和装置的状态信息还难以通过在线监测来获取。或虽能获取,但为此而付出的代价过于昂贵。至于遇到突发性事故,则任何测试手段都难以做出预报。

3.2把住设备初始状态关

设备初始状态如何,对其而后的运行状态及使用寿命有着决定性的影响,“优生”才能“优育”,设备“先天”不足,带“病”运行,就会给机组的安全运行带来灾难,再好的维修制度和方法都无济于事。因此。把住设备初始状态关,是成功开张转该维修的前提条件之一。

把住设备状态关,关键在于搞好包括规划设计、设备选型和安装调试环节在内的设备前期管理工作,这几个环节很重要,一环扣一环。应当说,最为重要的是规划设计和设备选型这两个环节。因为安装调试中遗留下来的某些缺陷固然也影响,安全运行,不可忽视。

4结束语